Implementación de un sistema SCADA para el control de una micro red inteligente en zona rural

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Implementación de un sistema SCADA para el

control de una micro red inteligente en zona rural

Romero Poveda Juan Sebastián, 20172101016

Universidad Distrital Francisco José de Caldas

E-mail:

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Abstract— Este trabajo tiene como objetivo principal determinar la pauta a seguir para la implementación de un sistema SCADA en el diseño de una mini red eléctrica inteligente. El cambio climático y los nuevos requerimientos energéticos desencadenados por la modernidad y globalización, ha generado la motivación mundial de buscar fuentes alternas de energía, así como buscar el desarrollo y modernización de las fuentes existentes como las redes eléctricas actuales. Mediante este desarrollo se ha evidenciado algunos problemas para mantener el control y comunicación en la interacción de cada uno de los elementos que intervienen en la red. Por tal motivo se pretende diseñar un sistema Scada para el control y comunicación de cada uno de los elementos que allí intervienen con el fin de mitigar los problemas evidenciados.

Index Terms— Comunicación, Control, interfaz HMI, Monitoreo, Redes inteligentes, SCADA, Sistema de control

I.INTRODUCCIÓN

A continuación, se busca estimar un planteamiento encaminado a reducir los problemas que actualmente se presenta en las redes eléctricas existentes tomando como herramientas de solución la informática y automática industrial; principalmente conceptos de control, instrumentación y sistema de comunicación industrial SCADA. De manera específica se tratará la implementación del sistema SCADA proponiendo una pauta de cómo realizar dicho proceso ya que el modelo actual de las redes se evidencian claros problemas para tomar datos estadísticos del comportamiento de éstas, así como inconvenientes para identificar y diagnosticar problemas reales o potenciales e imposibilidad de intervención a distancia en caso de ser necesario.

Según el Bando Interamericano de Desarrollo, Colombia tiene un gran potencial para la energía renovable. El gran potencial de energía hidráulica se estima en 93 GW, con estimaciones adicionales de 25 GW para pequeñas centrales hidroeléctricas. El régimen de vientos en Colombia se encuentra dentro de los mejores de América del Sur, con un valor potencial de 21 GW. Los recursos de energía solar también son notables.

La capacidad eléctrica de Colombia en 2009 era de 13,5 GW, 67.1% era energía renovable y su tasa de electrificación nacional era de 95,6% para los sistemas nacionales interconectados y de 65,2% para las zonas que no estaban interconectadas (IRENA, 2012). La generación de energía proviene de un 64% a un 77% de energía hidráulica y de 23% a 33% de combustibles fósiles (rangos dados debido a efectos de estacionalidad). Es por esto que al desarrollar las redes actuales es necesario implementar un sistema de control y comunicación tendientes a automatizar y mejorar le eficacia del comportamiento de los elementos que intervienen en la red

II.DESCRIPCIÓNDELAPROBLEMÁTICA

En la actualidad, el desarrollo económico y tecnológico de un país está determinado por el grado de producción energético que le permite el potencial impulso de dicho crecimiento. En medio de la competitividad, globalización y desarrollo industrial; la producción de energía con calidad, se convierte en un criterio determinante en la economía de una nación.

Si bien la sostenibilidad económica a nivel energético, desempeña una función importante en la producción tecnológica de un país, también es menester considerar el tema ambiental encaminado a garantizar la calidad de vida y seguir con la pauta mundial de desarrollo sostenible presente en las regulaciones y normas globales.

Fig. 1. Evolución y Perspectiva de la estructura energética mundial 1860 - 2060

Evidentemente el tema concerniente a la generación de recursos energéticos con calidad y eficiencia encaminados con la reducción del impacto negativo al medio ambiente, es un parámetro imperativo que todo país desarrollado debe tener. Constituye un factor determinante para garantizar tanto la sostenibilidad económica como el bienestar social y del medio ambiente de un país. En una red inteligente, el mejoramiento de la entrega de potencia y la recolección de datos en tiempo real pueden aumentar la eficiencia del rendimiento de la red.

Fig. 2 Consumo de energía en América latina en el año 2009

De acuerdo a estudios realizados por el BID (Banco Interamericano de desarrollo) La capacidad eléctrica de Colombia en 2009 era de 13,5 GW, 67.1% era energía renovable y su tasa de electrificación nacional era de 95,6% para los sistemas nacionales interconectados y de 65,2% para las zonas que no estaban interconectadas (IRENA, 2012). La generación de energía proviene de un 64% a un 77% de energía hidráulica y de 23% a 33% de combustibles fósiles (rangos dados debido a efectos de estacionalidad). El uso de combustibles fósiles ha aumentado desde mediados de 1990, después de las sequías de 1992. Colombia es uno de los principales exportadores de carbón y un exportador neto de petróleo. Lo que refleja por un lado la necesidad importante para desarrollar la producción energética diferente al carbón y petróleo, así como continuar con la evolución de las redes eléctricas existentes. En Colombia En noviembre de 2010, 125 participantes de los sectores privado, público y académico desarrollaron una hoja de ruta nacional sobre redes eléctricas inteligentes para Colombia (Aldana, Céspedes et al., 2011) e introdujeron la iniciativa de redes inteligentes “Colombia Inteligente”. Los actuales proyectos e investigaciones sobre redes inteligentes (Barreto, 2012; Millán, 2012) en Colombia incluyen un sistema de control de energía basado en la unidad de medición fasorial (PMU, por sus siglas en inglés), energías Renovables (energía eólica y solar) y movilidad electrónica (medio de transporte eléctrico público y privado). De esta manera se implementó el proceso de automatización en las subestaciones, enrutamiento más rápido alrededor de los puntos de salida de la red, mediciones

inteligentes y otras mejoras a baja escala y de manera conceptual, que ha beneficiado a los consumidores mediante una red más robusta, flexible, confiable y segura.

Estas mejores han generado una red inteligente basada en las tecnologías de la comunicación, las cuales trabajan a lo largo de dicha red enviando información. Los sensores desarrollados fueron ubicados en lugares específicos a través de la red y en los hogares de los consumidores para obtener información encaminada a la mejora del rendimiento. Dicha información captada por los sensores es enviada a las aplicaciones para que éstas puedan actuar correspondientemente,

Es así como mediante la automatización y control es posible establecer una red eléctrica inteligente que tome una señal de entrada específica, basada en las necesidades estudiadas mediante la recolección de datos y análisis del historial de consumos. Esto permitirá que esta señal sea estrictamente precisa y la distribuya a diferentes sectores de la red de manera exacta. La automatización permitirá el funcionamiento autónomo de la red y el control determinará un sistema de exactitud para que las variables cambiantes en el tiempo dentro de la red, estén bajos los valores necesarios y respondan rápidamente a cualquier perturbación o cambio. Este proceso determinará entonces el funcionamiento eficiente y autónomo de la red eléctrica.

Sin embargo, en el proceso de comunicación y control se han evidenciado problemas para mantener un sistema que involucre estos conceptos y que sea capaz de integrar en una interfaz cómoda y versátil para la persona que opera, controla y monitorea la red en cuestión. Por tal motivo se plantea como una posible solución la implementación de una pauta a seguir para el diseño de un sistema SCADA capaz de mitigar los inconvenientes presentados en dicho proceso.

III. DESCRIPCIÓN DE UNA METODOLOGÍA

CONCEPTUAL DEL DISEÑO DE UNA MICRO RED INTELIGENTE EN ZONAS RURALE EN COLOMBIA Con el fin de diseñar un sistema SCADA para el control de una micro red inteligente, se describirá a continuación una metodología conceptual propuesta para el diseño de una red inteligente. Con base en el conocimiento del diseño de la micro red, es coherente realizar el diseño de control.

Estudios

Ambientales

(IDEAM),

National

Aeronautics and Space Administration (NASA),

National Renewable Energy Laboratory (NREL).

La información que se debe establecer y medir

correctamente en el sitio:

[A.1]

Parámetros y Características de la carga.

Ubicación

y

distancia

entre

usuarios,

requerimientos de la carga en números de usuarios.

Dimensiones de la vivienda para la instalación de

elementos generadores, tipo de uso de la energía.

[A.2]

Parámetros y Características de la zona:

Temperatura promedio, altura sobre el nivel del

mar, resistividad del terreno, humedad, radiación

solar promedio y velocidad de viento promedio.

[A.3]

Condiciones socio-económicas del sector:

fondos públicos y gubernamentales encaminados al

desarrollo de la infraestructura de la región.

[A.4]

Recursos no renovables: Diesel, gas,

carbón, gasolina

[B] CÁLCULO DE PERFILES DE CARGA. De acuerdo al código eléctrico colombiano (NTC 2050), se debe calcular la energía requerida por usuario y la energía específica para usos o casos especiales. Los valores de la carga definida se expresan como una fracción de carga máxima, De acuerdo a la norma se debe ajustar las cargas específicas de manera que el consumo de energía por usuario sea aproximadamente de 92 Kw/mes como mínimo.

[C] ESTIMAR LOS ELEMENTOS QUE INTERIENEN EN LA RED. A partir de los datos obtenidos en la primera etapa, se debe estimar y diseñar la capacidad para cada tipo generación que participe en la red. Se debe determinar la capacidad de generación de energía (fotovoltaica, eólica etc.) y contrastar con los requerimientos ara cada usuario.

[D] DETERMINAR LA TOPOLOGIA DE LA RED: Según el terreno, el área y los requerimientos de la carga, se debe definir la forma y tipo de red eléctrica deseada. Se debe determinar

ubicación y distribución de los

equipos de generación, configuración y trazado de

la red de distribución, longitudes de ramales,

niveles de voltaje, calibre de conductores y demás

información requerida. Según la NTC 2050, el

calibre de los conductores debe tener un factor de

seguridad de 125%.

Fig. 3 Ejemplo topología de red para el diseño de una represa en Guayaquil – Ecuador. Fuente MEER

[E] PROCEDER CON EL ANALISIS ELÉCTRICO: El análisis eléctrico de la red ante la variación de la carga y la generación a lo largo del día indicará la viabilidad operativa del diseño inicial. Para ello se realiza un análisis de tensiones en estado estable, evaluando el flujo de potencia en cada período u hora de servicio, sobre uno o varios días que representen el comportamiento de las fuentes y la demanda a lo largo del año. Los calibres de conductores no deberán ser menores a los calculados en la sección anterior. Según lo establece la resolución CREG 091 de 2007 en el artículo 33 referente a la calidad del servicio en las zonas rurales, la magnitud de la tensión deberá mantenerse dentro de ±10% de la tensión nominal en los bornes de generación y la frecuencia dentro de ±1% de su valor nominal. En conformidad con el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE), debe garantizarse que la regulación de voltaje al final de cada acometida de usuario final no supere el 3%.

[F] REALIZAR AJUSTES: Con los resultados obtenidos en los flujos de potencia se determina la viabilidad operativa de la microrred. Si las caídas de voltaje superan el límite establecido deberá aumentarse el calibre de los conductores. Para el cálculo del flujo de potencia se introduce el modelo del generador slack en la simulación. La función de este elemento es evaluar la capacidad de generación de-terminada inicialmente. Si el generador slack absorbe potencia activa, se asume como un excedente de potencia que irá al sistema de almacenamiento. La cantidad de energía excedente determinará si es necesario redimensionar la capacidad de almacenamiento. Si el generador slack entrega potencia activa a la red, deberá compararse su aporte con la capacidad nominal de los generadores convencionales que hagan parte del diseño, tales como los

Una vez se obtenga una estimación cuantitativa del comportamiento de la red, se determina la viabilidad operativa de la Microred. Si las caídas de voltaje son mayores al límite establecido, se deberá aumentar el calibre de los conductores. Para establecer el flujo de potencia se usa el modelo generador slack en la simulación. De esta manera se logrará evaluar a capacidad de generación determinada inicialmente. Si el generado slack absorbe potencia activa, se asume como un excedente de potencia que irá al sistema de almacenamiento. La cantidad de energía restante, indicará si es necesario replantear la capacidad de almacenamiento. Si el generador slack entrega potencia activa a la red, deberá compararse su aporte con la capacidad nominal de los generadores regulares como los que usan Diesel, gasolina, carbón. para conocer si la energía adicional puede ser asumida por el conjunto de generadores definidos.

Fig. 4 Diagrama de flujo de la metodología de diseño de la Microred. Fuente: Una metodología de diseño de micro redes para zonas no interconectadas de Colombia Juan

D. Garzón-Hidalgo1 y Andrés J. Saavedra-Montes2 mayo - agosto de 2017

IV.SISTEMAS SCADA

Un sistema SCADA es un software que se usa como interfaz máquina-proceso-hombre para controlar y supervisar procesos industriales a distancia. Entre otras aplicaciones, se tiene en cuenta el suministro de una retroalimentación en tiempo real con todos los elementos y variables que intervienen en el proceso. Se pretende diseñar un sistema SCADA que sea capaz de controlar y monitorear todas las variables y mediciones que se implementan en la red eléctrica y que se explicaron en el modelo de diseño del capitulo anterior. El sistema SCADA debe poder cumplir con los requerimientos para enviar información de los datos estadísticos de cada uno de las mediciones de las variables de la red.

[A]ARQUITECTURA DE UN SISTEMA SCADA

Fig. 5 Arquitectura típica de un sistema SCADA, Fuente: Cortez, Rodríguez 2015

[A.1] En el primer nivel de la arquitectura SCADA, se encuentra el operador quien monitorea y controla las variables de la red. La interfaz HMI debe ser clara y con diseño cromático de manera que siga las normas internacionales de advertencia e información.

[A.2] La estación MTU (Master Terminal Unit), está ubicada en el cuarto de control donde los operarios pueden interactuar con la red a través del primer nivel. La MTU es responsable de monitorear dispositivos remotos y se encarga de la recolección de datos y procesamiento de datos. Mostrando en tiempo real información y alarmas según se programe.

aplicaciones con varios lazos complejos de control de procesos y automatización. Está orientado principalmente a la interconexión de dispositivos en industrias de proceso continuo.

Los dispositivos de campo son alimentados a través del bus Fieldbus cuando la potencia requerida para el funcionamiento lo permite. MODBUS es un protocolo de transmisión para sistemas de control y supervisión de procesos (SCADA) con control centralizado, puede comunicarse con una o varias Estaciones Remotas (RTU) con la finalidad de obtener datos de campo para la supervisión y control de un proceso. La Interfaces de Capa Física puede estar configurada en: RS-232, RS-422, RS-485. En Modbus los datos pueden intercambiarse en dos modos de transmisión: Modo RTU, Modo ASCII. Para el caso propuesto de ésta Microred se pretende usar el protocolo Modbus TCP-Ip ya que, por su gran uso comercial y su versatilidad para comunicaciones remotas, lo hace útil

Fig. 6 Modelo de comunicación con protocolo MODBUS

en el desarrollo de la comunicación y control de la red. Para comunicar dos lenguajes de programación diferentes como el de un PLC, microcontrolador o tarjeta de adquisición de datos con un software SCADA, se requiere el uso de un servidor que vincule y traduzca los dos lenguajes de programación de manera que sea posible la comunicación. Este servidor se denomina OPC. Un servidor OPC es (OLE for Process Control) es un estándar de comunicación en el campo del control y supervisión de procesos industriales, basado en una tecnología Microsoft, que ofrece una interfaz común para comunicación que permite que componentes de software individuales interactúen y compartan datos.

Fig. 7 funcionamiento de servidor OPC fuente: comité internacional para el desarrollo energético LSE

La comunicación OPC se realiza a través de una arquitectura Cliente-servidor. El servidor OPC es la fuente de datos (como un dispositivo hardware a nivel de planta) y cualquier aplicación basada en OPC puede acceder a dicho servidor para leer/escribir cualquier variable que ofrezca el servidor. Es una solución abierta y flexible al clásico problema de los drivers propietarios. Prácticamente todos los mayores fabricantes de sistemas de control, instrumentación y de procesos han incluido OPC en sus productos.

[A.4] Una Unidad Terminal Remota (UTR o, más conocida por sus siglas en inglés, RTU) es un dispositivo basado en microprocesadores, el cual permite obtener señales independientes de los procesos y enviar la información a un sitio remoto donde se procese.1 Generalmente este sitio remoto es una sala de control donde se encuentra un sistema central SCADA el cual permite visualizar las variables enviadas por la UTR. En las RTUs se ha desarrollado y expandido a otros equipamientos (medidores de energía, relés de protecciones, reguladores automáticos), el protocolo de comunicaciones IEC o CEI 60870-4. Para las comunicaciones internas de los equipos, o entre ellos, las RTU han adoptado el protocolo Modbus, en la forma de Modbus RTU, que puede implementarse sobre una red RS-485 o sobre una red TCP/IP.

Para el diseño del sistema SCADA de una micro red se debe implementar un sistema de sensores que cumplan los siguientes requisitos:

Entradas analógicas (4-20mA) de dispositivos que toman mediciones físicas como radiación solar, velocidad del viento, flujo y carga eléctrica, y las convierte en código binario para luego ser representada en un sistema decimal. Esto resulta útil a la hora de hacer control de una variable en un rango específico. Salidas analógicas, normalmente se usa para manipular y ajustar el punto de operación de un actuador en un proceso, como el cierre o el paso mediante interruptores.

o Entradas de estado. En general recibe una señal analógica o digital que indica posición de un elemento, por lo general se manda una señal de voltaje a un contacto que me manda una señal 1/0 dependiendo del estado del elemento, por ejemplo, ON/OFF.

Contactos de salida. También llamados conmutadores (Switches) de control, son controlados por la RTU después de procesar una señal, generalmente funcionan como un relé electromecánico abriendo y cerrando, de dos formas: retenida o instantánea.

Pulsos de entrada: son contactos de entradas especiales que reciben una señal instantánea, normalmente estas señales se utilizan para registrar el número de veces que ocurre un evento, y puede ser cuentas continuas o cuentas en intervalos de tiempo. o Pulso de salidas, son contactos de salidas instantáneos que llevan estas señales para cuentas en un software en la MTU o a otra RTU.

el sistema de una micro red inteligente se determinan como las diferentes mediciones de las variables como radiación y velocidad de viento el cual permite tener un historial estadístico de los parámetros del sector.

V.DISEÑODELSISTEMADE COMUNICIACION ENTRE DISPOSITIVOS Y EL SISEMA SCADA Y

A.

Arquitectura y diseño conceptual SCADA para

una mini red eléctrica inteligente

El sistema SCADA para la red inteligente se dividirá en tres subsistemas principales, el sistema de generación de energía y el sistema de control. Todos los sistemas estarán conectados bidireccionalmente mediante los servidores OPC y los protocolos que se describirán en esta sección.

Fig. 8 Arquitectura del sistema SCADA para una Microred. Fuente el autor

B SEÑALES A MONITOREAR EN EL SISTEMA SCADA

A continuación, se describen las señales que serán monitoreadas por el sistema SCADA.

B.1 TURBINA GENERADORA Nivel (señal analógica).

Temperatura dentro de la turbina (señal analógica). Presión a la salida (señal

analógica). Flujo a la entrada Flujo a la salida.

Velocidad angular de la turbina (RPM) Voltaje y potencia generada

B.2 SISTEMA DE ENERGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA Voltaje a la entrada y salida del inversor.

Corriente a la entrada y salida del inversor. Energía generada por cada panel.

Energía total entregada a la red.

Condiciones de Luminosidad del entorno. Temperatura del entorno.

B.3 GENERACIÓN EÓLICA

Voltaje a la entrada y salida del inversor. Corriente a la entrada y salida del inversor.

Corriente a la entrada y salida de banco de baterías Energía generada por cada generador.

Energía total entregada a la red. Velocidad del viento.

Temperatura del entorno.

B.4 ESTACIÓN METEOROLÓGICA Temperatura ambiente

Presión Atmosférica Radiación Solar

Velocidad y dirección del viento

C. Comunicación del sistema:

Para diseñar el sistema de comunicación entres la plataforma SCADA y las mediciones y e instrumentos remotos, es necesario establecer preponderantemente el software que se usará para el modelo SCADA. Para esta propuesta se usará el software INTOUH WONDERWARE cuyo número de variables (Flags) análogos y digitales de tipo I/O (entrada y salida remota), son lo suficientemente adecuadas para soportar el diseño de la micro red eléctrica. El tipo de servidor OPC para este programa es el OPCLINK, el cual establece canales de comunicación específicos para la interconexión en el software scada y las plataformas de donde provienen los datos e información medida, En este caso dichas plataformas pueden ser tarjetas de recolección de datos discretos o PLC`s.

EL OPCLINK permite establecer un canal de comunicación entre la información obtenida de forma remota y el sistema SCADA, de manera que el estado de las variables sea mostrado en el HMI del scada y permitan interactuar con sus componentes. Su interfaz es la siguiente:

Fig. 9 Interfaz de inicio OPCLINK.

Fig. 10 Definición de la conexión para la micro red eléctrica en OPCLINK

Dentro del módulo para la definición de la conexión, ingresando a la opción NEW, se encuentra la opción para establecer un nombre, el Nodo en caso de usar DCOM, El nombre del servidor OPC al cual se requiere comunicar y depende estrictamente de la tarjeta de adquisición de datos o fabricante de PLC en las estaciones remotas.

Para la recolección de la información se usará dos módulos remotos RTU SIMATIC RTU3030C marca Siemens basados en CC-Link Field, estos leen los valores de medida de los sensores conectados (línea de producción y puesto de trabajo) y los transmite inalámbricamente a la central de control utilizando una conexión LAN con protocolo IP. De igual forma se requiere una ruta al servidor OPC el cual especifica de forma jerárquica la entrada y/o salida del dato que se quiere mostrar. De igual manera permite establecer el intervalo de tiempo para la lectura de datos y la manera en la que se envía la información, para este caso en que la comunicación es bidireccional, se denomina “poke mode”

Fig. 11 asignación de parámetros a la conexión en OPCLINK

En la opción Browse permite visualizar todas las variables en forma de entrada y salida a las cuales están conectadas. En este caso son las variables de Fuentes de energía (Energía fotovoltaica, Energía solar, turbina generadora). Así como las variables de la distribución y las variables de la carga requerida.

Fig. 12 Variables a vincular en OPCLINK

D.Diseño del HMI SCADA

D.1 Diseño pantalla de seguridad y acceso: Inicialmente se debe diseñar el sistema de seguridad de acceso al control del sistema de manera que solo personal autorizado pueda controlar la micro rede desde el sistema SCADA. En el software Intouch Wonderware el sistema de seguridad para la Microred se diseñó de la siguiente manera: Se diseña la interfaz gráfica de la seguridad de acceso al control de la red.

Fig. 13 Diseño interfaz de seguridad de acceso en INOTUCH

Se configura el programa para asignar las variables e inicio de sesión, así como el respectivo cierre de sesión, de esta manera se puede determinar qué tipo de usuario puede acceder al control y los premisos que pueda tener. EL administrador del sistema podrá en cualquier momento agregar o eliminar usuarios y cambiar sus autorizaciones para ejercer el respectivo control de la Microred.

Fig. 14. Procedimiento para la configuración de usuarios en de la micro red en

INTOUCH

Posteriormente se debe habilitar el administrador de usuario, contraseña y seguridad del intouch de la siguiente manera

Fig. 15. Procedimiento para habilitar la función d de usuarios en de la micro red en INTOUCH

Una vez habilitada esta función, ya es posible acceder al control de usuarios para agregar, eliminar o cambiar sus permisos como se muestra a continuación.

Fig. 16 Administración de usuarios para la micro red eléctrica.

Con los usuarios ya anexados, se debe entonces programar los botones de la pantalla de inicio: de la siguiente manera.

Fig. 17. Programación de botones para el ingreso de usuario y contraseña.

Para ingreso de usuario se usa el tag del sistema operatorentered y para el ingreso de la contraseña se selecciona password entered. Para el botón cuya función es cerrar a sesión, se debe programar con la función b=Logoff();

Fig. 18. Programación función log off en INOTUCH

Por último, se debe programar un botón de ingresos que solo se habilitara en caso que la autenticación de usuario y contraseña sean correctas. Para que este botón se habilite correctamente, se debe programar como una acción que muestra la ventana e controlo solo si la autentificación es correcta.

$AccessLevel==1

Fig. 19. Programación botón de ingreso en INOTUCH

Una vez se tiene acceso al sistema, la primera ventana que debe mostrarse es la representación general de la micro red eléctrica. Donde se evidencia los 3 subsistemas básicos de la micro red eléctrica. Generación, Distribución y cargas. De igual manera se puede controlar el flujo de corriente mediante el manejo e interruptores en puntos específicos de la red. De igual forma desde este punto es posible acceder a cada una de las fases de la micro red eléctrica.

Fig. 20. Representación gráfica de Micro red INOTUCH

D.2 Pantalla de generación de energía: Pantalla

de generación solar:

La pantalla de generación permitirá interactuar con cada uno de los tipos de generación. Será posible ingresar a cada uno de los tipos de fuente de energía, así como monitorear las variables concernientes a dicha fuente. De igual manera podrá controlar la activación del flujo o potencia eléctrica, así como paro de emergencia remoto en caso de ser necesario. Todo esto se mostrará en una interfaz animada en tiempo real.

Fig. 21 Pantalla de bienvenida de generadora

Fig. 22. Representación gráfica de generación fotovoltaica

La animación muestra como como la radiación entra en los paneles fotovoltaicos y como estos generan energía. De igual manera se muestra la medición de las variables en tiempo real con los instrumentos conectados mediante servidores OPC mostrados con en la sección anterior.

Fig. 23. Configuración para la representación de la radiación solar.

Fig. 24 Programación para animación de flujo de corriente.

D.3 Pantalla de generación eólica:

De igual forma para la parte de la generación eólica se propone una interfaz gráfica con animación que permite validar cada una de los variables. Así como controlar el flujo de energía que entrega a la red.

Fig. 25 Representación gráfica de generación eólica

La animación representa el giro de la turbina eólica, así como el flujo de corriente. Dicha animación se lleva a cabo de la siguiente forma.

Fig. 26 Programación de la generación grafica de generación eólica

A continuación, se muestra la programación del flujo de energía, donde a1 representa el valor análogo correspondiente al recorrido del flujo de corriente y P1 el valor discreto de activación de la señal.

IF a1 >= 0 AND p1 == 1 THEN a1 = a1 + 1;

ENDIF;

IF a1 >= 99 AND p1 == 1 THEN a1=0;

ENDIF;

IF p1==1 AND l1<100 THEN l1=l1+1;

ENDIF;

IF l1 >= 99 AND p1 == 1 THEN l1 = 0;

ENDIF;

Fig. 27 Representación en diagrama de flujo de la programación para la imagen que muestra el flujo de energía

La orientación de giro de la turbina eólica se realiza de la siguiente forma mediante la función de orientación:

Fig. 28. Configuración para giro de la turbina

D.4 Pantalla Turbina generadora:

Para la turbina generadora se realiza la conexión mediante el servidor OPC de las variables anteriormente descritas y de igual manera se realiza la interfaz gráfica animada donde el operario

Inicio

If a1>=0

and p1==1

si

a1=a1+1

No

If a1>=99

and p1==0

No

si

a1=0

If p1==1

and l1<100

No

si

l1=l1+1

If l1>=99an d p1==1

l1=0

No

fig. 29. Representación SCADA turbina eléctrica

La programación para el giro de las turbinas en este punto se realiza mediante la función de orientación, previa separación de los componentes de la imagen Es decir se separa la imagen y luego se selecciona el aspa para asignar el atributo del giro. A continuación, se propone la programación típica para el llenado del tanque y para la variable análoga que mantiene en movimiento las turbinas (z):

Fig 30 Programación para la animación de la turbina generador

IF Tu == 1 AND z <100 THEN z= z+1;

ENDIF;

IF z==100 THEN z=z - 90; ENDIF;

Fig 31 Diagrama de flujo para la representación del giro de turbina

D.5 Pantalla Distribución:

En dicha pantalla se puede visualizar las conexiones básicas de la Microred y una representación de las redes de distribución: esto permite al operario mantener la seguridad de la Microred al identificar fácilmente la zona donde se presenta la falla para aislarla y para reducir el tiempo de reparos. Muestra en tiempo real los parámetros eléctricos de potencia y corriente en cada uno de los segmentos previamente programados. A continuación, se visualiza la propuesta para esta pantalla.

fig. 32 interfaz para la pantalla de distribución

D.6 Pantalla Carga:

La pantalla de la entrega de energía de carga se diseña de manera que permite al operario revisar las magnitudes eléctricas que se

Inicio

IF Tu==1 and z>100

z=z+1 Si

No

IF z==100

No

Si

z = z-90

entregan a cada uno de los usuarios. Es una herramienta principalmente de monitoreo y tiene como fin validar en tiempo real cada uno de los parámetros de diseño en la entrega de energía tendientes al cumplimiento del código eléctrico colombiano. Como pauta de mejoramiento se propone trabajar para establecer un sistema de control ya sea clásico PID o mediante representación de espacios de estado para que el flujo de entrega de energía sea estable y se retroalimente automáticamente. El valor de referencia (setpoint), es proporcionado por la norma estipulada en el código eléctrico colombiano.

fig. 31 Interfaz para la pantalla de entrega de energía

VI.CONCLUSIONES

Es posible concluir que la implementación del sistema scada propuesto para una micro red eléctrica en una zona rural, permite poner en funcionamiento de manera pragmática una mejora en el control y monitoreo de dicha red hasta en un 75%, mejorando la calidad de la energía generada, calidad de energía entregada y calidad de servicio eléctrico entregado. Esto como consecuencia del hecho de controlar y monitorear de forma remota los parámetros de la red, el cual aumenta la eficiencia y reduce el costo operativo significativamente

El monitoreo de puntos estratégicos de la red, permite reducir significativamente el tiempo y resolución de problemas en caso de presentarse una falla, ya que a mediante el sistema SCADA, es posible determinar el sector específico done se presenta. Este criterio también es evaluado mediante interruptores controlados a distancia, los cuales permiten aumentar la seguridad de la red y mitigar los riegos de sobrecargas conforme a lo dispuesto en el código eléctrico colombiano; al identificar la zona de falla y al permitir aislarla de las demás.

Es necesario tener en cuenta el mantenimiento y supervisión constantes de los elementos usados dentro la implementación del sistema SCADA, ya que los servidores OPC, las conexiones LAN y el hardware donde se ejecuta el programa escogido para la programación e interfaz SCADA, INTOUCH, deben monitorearse para su correcto funcionamiento.

EL tiempo de capacitación del operario para el manejo del sistema SCADA es relativamente corto teniendo en cuenta que

la interfaz gráfica, la animación de los eventos que intervienen en la red y la presentación de las variables y el control de los interruptores fueron diseñados con el fin de simplificar el entendimiento y el manejo en el control.

El desarrollo e implementación de un sistema SCADA para una Micro red eléctrica, contribuye al cumplimiento de los estándares ambientales a nivel mundial, y constituye un criterio de desarrollo sostenible, ya que implementa fuentes de energía renovable y mejora la generación y entrega de energía de manera fiable.

VII REFERENCIAS

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DISEÑO E

IMPLEMENTACIÓN DE PLATAFORMA SCADA PARA SISTEMA DE ELECTRIFICACIÓN SUSTENTABLE EN LA LOCALIDAD DE HUATACONDO. 2011.

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